Investorenpräsentation der Texas Pacific Land Corporation (NYSE: TPL) vom November 2026, veröffentlicht mit den Ergebnissen für Q3 2026 und bei der SEC als Exhibit 99.2 zum Form 8-K eingereicht. Das 47-seitige Deck deckt das Land-, Lizenz- und Wassergeschäft von TPL im Permian Basin ab: Umsatz in Q3 2026 von 273,4 Mio. $, bereinigtes EBITDA von 238,4 Mio. $ (87 % Marge) und freier Cashflow von 170,3 Mio. $, keine Schulden und 369,6 Mio. $ an Barmitteln, plus die vier Einnahmequellen (Öl- und Gas-Royalties, SLEM, Wasserverkäufe, Royalties für produziertes Wasser), das Gefrier-Entsalzungsprogramm und vollständige Non-GAAP-Überleitungen.
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Investorenpräsentation der Texas Pacific Land Corporation (NYSE: TPL) vom November 2026, veröffentlicht mit den Ergebnissen für Q3 2026 und bei der SEC als Exhibit 99.2 zum Form 8-K eingereicht. Das 47-seitige Deck deckt das Land-, Lizenz- und Wassergeschäft von TPL im Permian Basin ab: Umsatz in Q3 2026 von 273,4 Mio. $, bereinigtes EBITDA von 238,4 Mio. $ (87 % Marge) und freier Cashflow von 170,3 Mio. $, keine Schulden und 369,6 Mio. $ an Barmitteln, plus die vier Einnahmequellen (Öl- und Gas-Royalties, SLEM, Wasserverkäufe, Royalties für produziertes Wasser), das Gefrier-Entsalzungsprogramm und vollständige Non-GAAP-Überleitungen.
Detaillierte Ansicht jeder Folien-Seite, einschließlich Layout, wichtigem Inhalt und visuellen Elementen.
Titelfolie mit der markanten TPL-Stern-Wortmarke, dem Unternehmensnamen, NYSE: TPL und „Investor Presentation – November 2026“; die obere rechte Ecke ist als Exhibit 99.2 gekennzeichnet.
Überwiegend weiße Folie mit einem dünnen kastanienbraunen vertikalen Balken am linken Rand; übergroßes schwarzes Logo und Titel unten links verankert.
Rechtlicher Haftungsausschluss zu allgemeinen Informationen, Branchen- und Marktdaten, zukunftsgerichteten Aussagen und Non-GAAP-Kennzahlen (EBITDA, bereinigtes EBITDA und freier Cashflow, im Anhang mit dem Nettoergebnis abgestimmt).
Vollflächiger, dichter Textblock mit fettgedruckten Zwischenüberschriften unter einem Titel mit kurzer kastanienbrauner Unterstreichung.
Tabelle über fünf Quartale (Q3 2025–Q3 2026): Gesamtumsatz Q3 2026 273,4 Mio. $ (Öl- und Gas-Royalties 167,3 Mio. $, Wasserverkäufe 28,4 Mio. $, Royalties für produziertes Wasser 41,4 Mio. $, Dienstbarkeiten und sonstige Oberflächenerträge 36,2 Mio. $, Grundstücksverkäufe 0,1 Mio. $), bereinigtes EBITDA 238,4 Mio. $ (87 % Marge), freier Cashflow 170,3 Mio. $ (62 % Marge), Barmittel 369,6 Mio. $ und keine Schulden; Segmentumsatz 201,6 Mio. $ (Land and Resource Management) und 71,8 Mio. $ (Water Services and Operations). Diagramme zeigen einen Anstieg der Royalty-Produktion auf 42,3 mboe/d, Ölpreise von 83,57 $/bbl (Rückgang von 97,55 $ in Q2 2026), Gesamtwasserverkäufe von 672 mbbl/d und Royalty-Volumen für produziertes Wasser von 5.541 mbbl/d.
Linke Hälfte ist eine Finanzdatentabelle mit grauen Abschnittsbändern und einer gestrichelten Trennlinie zwischen 2025 und 2026; rechte Hälfte ist ein 2x2-Raster aus Balkendiagrammen (gestapelte Öl-/Gas-/NGL-Produktion, Ölpreise, Wasserverkaufsvolumen, Volumen des produzierten Wassers).
Durchschnittliche jährliche Gesamtrendite vom 01.01.2017 bis 31.12.2025 von 29 % für TPL gegenüber 19 % für den Nasdaq Composite, 15 % für den S&P 500, 1 % für WTI-Öl und (1 %) für den S&P Oil & Gas E&P Index; Balkendiagramme zum Nettoergebnis zeigen ein Wachstum bei Land and Resource Management von 37 Mio. $ (2016) auf 322 Mio. $ (2025) und bei Water Services and Operations von 5 Mio. $ auf 159 Mio. $. Links befindet sich ein eingebettetes Vorschaubild für ein Einführungsvideo.
Geteilte Folie: linke Hälfte kastanienbraunes Panel mit Videostandbild eines Wasserbeckens und Play-Button; rechte Hälfte horizontales Balkendiagramm der Renditen über zwei nebeneinander liegenden Balkendiagrammen zum Nettoergebnis.
Neun Highlight-Kacheln: 687 Mio. $ bereinigtes EBITDA 2025, 498 Mio. $ freier Cashflow 2025, keine Schulden bei 370 Mio. $ Barmitteln, reines Permian-Engagement, diversifizierte Einnahmen aus Royalties, Wasser und Oberflächenrechten, ca. 28.000 Netto-Royalty-Acre im Permian-Kerngebiet und ca. 896.000 Oberflächen-Acre, ca. 390 % Produktionswachstum seit 2018, jahrzehntelanger Cashflow-Vorlauf sowie ein Bestand von 957 DUCs und 587 Genehmigungen.
3x3-Raster aus Kacheln mit Icon und Text, getrennt durch gepunktete Linien; Farbcodierung in Grün, Kastanienbraun und Marineblau pro Zeile.
Unternehmensüberblick: einer der größten Landbesitzer in Texas mit ca. 896.000 Acre, 1888 als Trust für Ländereien der Texas and Pacific Railway gegründet, aktives Management seit 2016 und drei margenstarke Umsatzsäulen (Öl- und Gas-Royalties, SLEM, Texas Pacific Water Resources). „TPL in Zahlen“ listet ca. 23.000 Mio. $ Marktwert, 370 Mio. $ Barmittel, 0 $ Schulden, ca. 28.000 Netto-Royalty-Acre (ca. 224.000 normalisiert auf 1/8), 86 % bereinigte EBITDA-Marge 2025, 62 % FCF-Marge und ca. 429.000 durchschnittliches tägliches Handelsvolumen auf. Diagramme: Umsatz GJ2025 798 Mio. $, aufgeteilt in 62 % Land and Resource Management / 38 % Water; bereinigtes EBITDA 63 Mio. $ (2016) bis 687 Mio. $ (2025); FCF 40 Mio. $ bis 498 Mio. $.
Oben: Aufzählungstext links und Tabelle mit Kennzahlen rechts; unten: Ringdiagramm, kastanienbraunes Balkendiagramm und ein FCF-Balkendiagramm in einem kastanienbraunen Panel.
Zeitstrahl von 1871 (Texas & Pacific Railway erhält ca. 3,5 Millionen Acre) über die Trust-Bildung 1888, die erste Permian-Ölquelle in den 1920ern, die NYSE-Notierung 1927, die Ausgliederung der Mineralrechte 1954 (TXL Oil), die Schieferrevolution der 2010er, das neue Management 2016, die Gründung von Texas Pacific Water Resources 2017 bis zur Umstrukturierung in eine C-Corp 2021; gruppiert in drei Epochen: Von der insolventen Eisenbahn zum Liquidating Trust (1871–2009), Schieferrevolution (2010er) und Modernes Unternehmen, mit sechs Prioritäten des modernen Unternehmens.
Horizontaler Zeitstrahl mit datierten Kopfzeilen-Boxen und Icons über einem dreifarbigen Epochen-Banner; sekundäre Datumsboxen darunter und sechs abgerundete Prioritäten-Boxen auf der rechten Seite.
Karte auf County-Ebene des Delaware Basin, der Central Basin Platform und des Midland Basin mit Darstellung der Royalty-Flächen, Oberflächen- und Dienstbarkeitsflächen sowie kombinierten Royalty- und Oberflächenflächen; ein eingefügtes Kreisdiagramm zeigt den Umsatzbeitrag im GJ2025 von 37 % Supermajors, 35 % Large-Cap-Independents und 28 % sonstigen Betreibern.
Vollflächige Karte mit Legendenbox oben links und einem schwarzen Einschub-Panel unten rechts, das das Kreisdiagramm enthält.
Rohölförderung im Permian-Becken von 6,7 Mio. bbl/d im Vergleich zu Saudi-Arabien (10,0), Russland (9,3), Irak (4,1) und anderen, plus 3,3 Mio. bbl/d NGLs; geschätzte ~65.000 verbleibende Bohrstandorte mit einem Breakeven unter 60 $/bbl (Midland und Delaware) gegenüber ~34.000 im Montney und ~13.000 im Eagle Ford; US-Bohranlagenzahlen (Rig Counts) nach Becken von März 2023 bis September 2026, wobei das Permian-Becken weit vorne liegt.
Dreispaltiges Diagramm-Layout (horizontale Balken, vertikale Balken, Liniendiagramm) über einem marineblauen Band mit drei Kernaussagen.
Drei Säulen: Kapitalrückführung (Dividenden und Rückkäufe von $13 Mio. im Jahr 2010 auf $376 Mio. im Jahr 2024 und $156 Mio. im Jahr 2025), Kapitalschutz (keine Schulden, $370 Mio. Barmittel, nicht in Anspruch genommene Kreditlinie von $500 Mio.) und Kapitalinvestition ($229 Mio. Investitionsausgaben für Wasser und $213 Mio. für Oberflächen- und Dienstbarkeitserwerbe von 2017 bis 2025, wobei Water Services and Operations einen kumulierten Nettogewinn von $716 Mio. erzielten).
Drei gleich große Spalten mit kastanienbraunen, marineblauen und dunkelgrauen Kopfblöcken; horizontale gestapelte Balken links, großer zentrierter Text in der Mitte, Zahlen und ein grünes Balkendiagramm rechts.
Rahmenwerk, das besagt, dass die Maximierung des inneren Werts pro Aktie (ausgedrückt als langfristiger freier Cashflow pro Aktie) vier Hebel antreibt (Wert der Altbestände, Aktienrückkäufe, organisches Wachstum, M&A); ein Donut-Diagramm zeigt die Kapitalallokation für das Geschäftsjahr 2025, finanziert aus dem operativen Cashflow und Barmitteln, und ein Balkendiagramm zeigt den Anstieg des FCF pro Aktie von $2,29 (2018) auf $7,22 (2025).
Links: Text im Trichter-Stil mit grauen Chevrons und vier umrandeten Boxen; rechts: verschachteltes Donut-Diagramm über einem kastanienbraunen Balkendiagramm, getrennt durch eine vertikale Linie.
Checkliste zum Vergleich von TPLs Engagement in den Bereichen Oberfläche, Wasser und Royalties mit Black Stone Minerals, Kimbell Royalty, Viper Energy, NGL Energy Partners, WaterBridge, LandBridge und EagleRock, wobei nur TPL alle drei Bereiche abdeckt. Ein Seitendiagramm zeigt das Umsatzwachstum im FY2025 gegenüber FY2022 von +63 % für SLEM, +72 % für produziertes Wasser und +100 % für Wasserverkäufe, gegenüber einem Rückgang von WTI um 31 % und Henry Hub um 45 %.
Vergleichsmatrix mit einem 3D-Erdquerschnitt links und Peer-Logos oben; ein hellblaues Panel rechts mit einem Positiv/Negativ-Balkendiagramm.
Nettogewinnmargen für das FY2025 von konsolidiert 60 %, 66 % für Land and Resource Management und 52 % für Water Services and Operations, im Vergleich zu Oilfield Services (OIH) 8 %, Midstream (ENFR) 18 %, S&P O&G (XOP) 13 % und dem S&P 500 mit 15 %; ein Histogramm der Nettogewinnmargen des S&P 500 platziert TPL im Bereich von 58–63 % am äußersten rechten Rand.
Drei farblich abgesetzte KPI-Banner oben; darunter ein Balkendiagramm links und ein Histogramm rechts.
Während WTI von $95 (2022) auf $65 (2025) fiel (ein Rückgang von 15 % gegenüber dem Vorjahr und eine 3-Jahres-CAGR von 12 % Rückgang), steigerte TPL die Royalty-Produktion von 21,3 auf 34,6 mboe/d (+29 % zum Vorjahr, +17 % CAGR), die Wasserverkäufe von 462 auf 763 mbbl/d (+4 % zum Vorjahr, +18 % CAGR) und das Volumen der produzierten Wasser-Royalties von 1.957 auf 4.292 mbbl/d (+25 % zum Vorjahr, +30 % CAGR), ohne Aufnahme von neuem Fremd- oder Eigenkapital.
Schwarzes Ölpreis-Balkendiagramm links, ein grauer Pfeil, dann drei kastanienbraune Balkendiagramme mit großen grünen Wachstumszahlen; marineblaues Footer-Banner.
Ölproduktion im Permian-Becken steigt von ~1 Mio. bbl/d (2010) auf fast 7 Mio. bbl/d (2026); Anzahl der horizontalen Bohranlagen sinkt von 301 (Q1 2024) auf 222 (Q1 2026), bevor sie sich im Q3 2026 auf 255 erholt; Bohrgenehmigungen nach Teilbecken erreichen 2.155 im Q3 2026; DUC-Bestände nach Alter zum 30. Juni (2.267 unter sechs Monaten im Jahr 2026 gegenüber 2.533 im Jahr 2024); Anzahl der Fertigstellungen sinkt auf 1.273 im Q2 2026. DUC- und Fertigstellungsdaten für Q3 2026 fehlen aufgrund unvollständiger Branchendaten.
Großes marineblaues Flächendiagramm links; vier kleinere Balkendiagramme in einem 2x2-Raster rechts.
Acht Investment-Highlights: Weltklasse-Ressource im Permian-Becken, Eigentum an Oberfläche und Royalties über den gesamten Lebenszyklus einer Bohrung, effiziente Cash-Konvertierung (FY2025 EBITDA-Marge 86 %, FCF-Marge 62 %), erfahrenes Expertenteam, Technologieinvestitionen, disziplinierte Kapitalallokation mit Fokus auf inneren Wert und FCF pro Aktie, Chancen bei Altbeständen sowie wachsende Renditen durch Dividenden und Rückkäufe.
Foto einer Bohranlage bei Sonnenuntergang in einer geschwungenen Maske links; acht gestapelte, abgerundete rosa Textboxen rechts.
Archiv-Collage mit einem Porträt von Jay Gould (Gründer der Texas and Pacific Railway), einem Anteilschein des Texas Pacific Land Trust, einer Börsennotierung der New York Stock Exchange vom 7. Juli 1888 und einer historischen Karte der Texas & Pacific Railway Company über Reservate und Landzuteilungen in West-Texas.
Vollflächige Fotocollage: drei Bilder in der oberen Reihe und eine breite historische Karte über die gesamte untere Hälfte.
Collage historischer Vermessungsfotografien: ein Vermessungsteam im Juni 1930, eine „TP“-Vermessungsmarkierung an der Nordwestecke von Sektion 39, Block 62, Township 2, ein Vermesser auf einem Steinhaufen, der Gipfel des El Capitan in Culberson County, Camp Delaware, ein Vermessungsteam in Sanddünen nahe der Guadalupe Mountains und der „Old Red“-Truck.
Raster mit sieben Bildern und Bildunterschriften in der oberen linken Ecke jedes Fotos; hohes zentrales Bild, flankiert von gestapelten Bildern.
Erläutert Öl- und Gas-Royalties (52 % des konsolidierten Umsatzes im FY2025; Anstieg von 28 Mio. $ im Jahr 2016 auf 412 Mio. $ im Jahr 2025), Oberflächenpachtverträge, Dienstbarkeiten und Materialien (SLEM) (11 %; 92 Mio. $ im Jahr 2025), Wasserverkäufe (21 %; 170 Mio. $) und Lizenzgebühren für produziertes Wasser (16 %; 124 Mio. $). Es wird beschrieben, zu welchem Segment jede Quelle gehört und wie die jeweiligen Einnahmen generiert werden.
Vier gleich große Spalten, jeweils mit einem umrandeten Titelkasten, Aufzählungstext, einem großen Prozentsatz und einem kastanienbraunen Zehn-Jahres-Balkendiagramm.
Mechanik der Lizenzgebühren: Immobilieneigentumsrechte, Anteil am Bruttoumsatz, keine Kapitalkosten, unbefristete Beteiligungen und die Aufgabe des Eigentümers zur Überprüfung von Dezimalstellen und Abrechnungsbelegen. Ein Donut-Diagramm zeigt 132,5 netto produzierende Horizontalbohrungen (PDPs) nach Betreiber (ExxonMobil, Devon, Oxy, Chevron, Diamondback, EOG, ConocoPhillips, bpx, APA, andere); die Produktionsvolumina im Geschäftsjahr 2025 teilen sich auf in 39 % Öl, 31 % Erdgas und 30 % NGLs. Ein Seitenpanel beschreibt, wie TPL Wertschöpfung erzielt.
Drei Spalten: Icon-Liste links, Betreiber-Donut und Volumen-Tortendiagramm in der Mitte, hellblaues Panel „Wie TPL Wertschöpfung erzielt“ auf der rechten Seite.
Netto-Royalty-Produktion von 1,7 mboe/d (2014) auf 34,6 mboe/d (2025); Netto-Inventar an Genehmigungen, DUCs und fertiggestellten Bohrungen bei 16,8 im 3. Quartal 2026 (2,5 Genehmigungen, 8,6 DUCs, 5,7 fertiggestellt); Anstieg der netto produzierenden Bohrungen von 70,2 (1. Quartal 2024) auf 132,5 (3. Quartal 2026), hauptsächlich im Delaware-Becken; durchschnittliche Laterallänge neuer Bohrungen von 9.745 ft (2019) auf 13.718 ft (2026); und Erlöse als Prozentsatz der Benchmarks (Öl nahe 100 % von WTI, Gas volatil gegenüber Henry Hub, NGLs ~20–35 % von WTI).
Marineblaues Panel mit weißem Balkendiagramm links; vier Diagramme (gestapelte Balken, gestapelte Balken, Balken, Liniendiagramm) in einem 2x2-Raster rechts.
Vollflächiges Foto der TPL-Brauchwasser-Infrastruktur: blaue Verteilerstücke und schwarze Poly-Rohrleitungen auf einem Stahlgestell vor einem ausgekleideten Wasserspeicherbecken im Permian-Becken.
Vollflächiges Foto mit einer kleinen Bildunterschrift in der oberen linken Ecke.
Draufsicht einer Drohnenaufnahme eines TPL-Brauchwasserbeckens, die den dunklen Rand der Auskleidung, türkisfarbenes Wasser, sandigen Boden und diagonal durch das Bild verlaufende Rohrleitungen zeigt.
Vollflächige Luftaufnahme mit einer kleinen Bildunterschrift oben rechts.
Das Oberflächeneigentum kontrolliert den Zugang zur Oberfläche, Aquifere und den unterirdischen Porenraum. Da es keine gesetzlich festgelegten Sätze gibt, erfordert der Umsatz ständige Verhandlungen. Drei Oberflächenumsatzströme (SLEM, Wasserverkäufe, produziertes Wasser) generierten im Geschäftsjahr 2025 $386 Mio. bzw. 48 % des konsolidierten Umsatzes. Ein Hinweiskasten merkt an, dass sich unbebautes Land nicht von selbst monetarisiert.
3D-geschichtete Landblock-Illustration mit KPI-Zahlen links; Text, ein grauer Trichterpfeil und drei nummerierte, umrandete Kästen mit Aufzählungspunkten rechts; marineblau-blauer Hinweiskasten oben rechts.
SLEM-Mechanik: standardisierte Formulare, Dienstbarkeiten mit einer anfänglichen Laufzeit von 10 Jahren und Verlängerungsoptionen, Verlängerungszahlungen in Höhe von mindestens 115 % oder CPI-Eskalation sowie langlebige Infrastruktur. Die SLEM-Umsatzaufschlüsselung von $78 Mio. im Geschäftsjahr 2025 setzt sich zusammen aus 47 % Pipeline-Dienstbarkeiten, 19 % Caliche/Materialien, 12 % gewerblichen Pachtverträgen, 10 % Bohrloch-Dienstbarkeiten und 12 % Sonstigem. Ein Zeitplan für befristete Dienstbarkeitsverlängerungen für 2026–2035 stellt ein potenzielles Verlängerungsvolumen von über $250 Mio. aus Dienstbarkeiten dar, die zwischen 2016 und 2025 abgeschlossen wurden.
Drei Spalten: Icon-Liste links, Donut-Diagramm über einem Verlängerungs-Balkendiagramm in der Mitte, hellblaues Wertschöpfungs-Panel rechts.
Mechanik der Wasserverkäufe: Zugang zu Aquiferen durch Oberflächeneigentum, Infrastruktur zur Gewinnung, Speicherung und zum Transport von Brackwasser und aufbereitetem produziertem Wasser, Verkaufspreise von $0,50–$1,00 pro Barrel gegenüber $0,10–$0,20 direkten Betriebskosten und jährliche Instandhaltungsinvestitionen (Capex) von ca. 10–20 Millionen $. Das Volumen der Wasserverkäufe stieg von 44 mbbl/d (2017) auf 763 mbbl/d (2025). TPL beschreibt sein Netzwerk als die größte Brauchwasser-Infrastruktur im nördlichen Delaware-Becken.
Drei Spalten: Icon-Liste links, kastanienbraunes Balkendiagramm in der Mitte, hellblaues Wertschöpfungs-Panel rechts.
Karte der TPL-Wasserbrunnenfelder, Aufbereitungsanlagen, Frac-Pits und von TPL versorgten Bohrplätze in den Counties Eddy, Lea, Loving, Reeves und Ward. Das Quellwassernetz verfügt über eine Kapazität von über 1.000 mbbl/d für die Aufbereitung von Quell- und Lagerstättenwasser, ca. 38 mmbbl Speicherkapazität und ca. 480 Meilen Pipelines. Die durchschnittlich pro Delaware-Bohrlochkomplettierung verwendete Flüssigkeitsmenge stieg von 331 mbbl (2017) auf 522 mbbl (2025).
Große Karte mit Legende links über einem kastanienbraunen Band mit drei Aussagen; rechte Seite mit drei großen KPI-Zahlen über einem dunkelblauen Balkendiagramm.
Grundlagen zum Lagerstättenwasser: Das Delaware-Becken produziert etwa 4 Barrel Wasser pro Barrel Öl. TPL erzielt eine volumenbasierte Lizenzgebühr (Royalty) auf Lagerstättenwasser durch ausgehandelte Vereinbarungen mit Abnahmerechten für Aufbereitung und Wiederverkauf, ohne selbst Entsorgungsbrunnen für Salzwasser zu betreiben. Das Volumen der Lagerstättenwasser-Royalties stieg von 88 mbbl/d (2017) auf 4.292 mbbl/d (2025), wobei die Verträge eine Fläche von ca. 450.000 Acre abdecken.
Drei Spalten: Icon-Liste links, kastanienbraunes Balkendiagramm in der Mitte, hellblaues Werte-Panel rechts.
Karte der Area of Mutual Interest (AMI) für Lagerstättenwasser von TPL und Bohranlagen im Delaware-Becken; ein durchschnittliches Delaware-Bohrloch liefert in den ersten 12 Monaten ca. 690 mbbl Wasser gegenüber ca. 180 mbbl Öl und über 36 Monate ca. 1.220 gegenüber ca. 310. Das im Permian produzierte Wasser stieg von 11,2 mmbbl/d (2017) auf 24,9 mmbbl/d (2025), wobei ca. 70 % aus dem Delaware-Becken stammen.
Karte mit Callout-Blasen links über einem kastanienbraunen Band mit drei Aussagen; zwei übereinander angeordnete dunkelblaue Balkendiagramme rechts.
3D-Illustration einer Drilling Spacing Unit (DSU), kombiniert mit einem dreistufigen Lebenszyklus: Genehmigung (SLEM-Festgebühren und Caliche-Verkäufe), Erschließung (Wasserverkäufe von Brack- und aufbereitetem Wasser) und Produktion (Lagerstättenwasser-Royalties, Öl- und Gas-Royalties sowie laufende SLEM-Zahlungen).
Großes abgerundetes 3D-Rendering links; nummerierter vertikaler Prozess mit umrandeten Umsatzboxen und Aufzählungspunkten rechts.
Karte des Midland- und Delaware-Beckens innerhalb des größeren Permian-Beckens mit einer Gesamtfläche von ca. 26.000 Quadratmeilen (~17.000.000 Acre) und über 10 geologischen Formationen in jedem Becken, illustriert durch 3D-Schnittbilder der Delaware-Bänke (Avalon, Bone Spring, Wolfcamp XY–D) und Midland-Bänke (Spraberry, Jo Mill, Dean, Wolfcamp A–D).
Linke Spalte mit kastanienbrauner Kopfzeile, einfacher Karte, KPI-Zahlen und einer zweiten Kopfzeile; rechte Seite zeigt zwei große geologische 3D-Blockdiagramme.
Drei Treiber für das Wachstum des Lagerstättenwassers: Das Wasser-Öl-Verhältnis (WOR) steigt mit zunehmendem Alter der Bohrlöcher (WOR-Kurven nach Jahrgängen 2017–2024), Delaware-Bänke weisen ein höheres WOR auf (Wolfcamp A 3,7x, B 5,7x, C 6,6x, D 5,7x gegenüber 4,3x für das aktuelle Permian) und das allgemeine Öl-Wachstum im Permian. Ein gestapeltes Flächendiagramm zeigt, dass das Lagerstättenwasser im Permian bis 2025 in den Gebieten Delaware, Midland und anderen Regionen etwa 25 mmbbl/d erreicht.
Linke Spalte mit drei kleinen Diagrammen, mittlere Spalte mit drei kastanienbraunen Kreisen für Kernaussagen, großes gestapeltes Flächendiagramm rechts, verbunden durch einen grauen Pfeil.
Das Gefrierentsalzungsverfahren von TPL nutzt unterschiedliche Gefrierpunkte je nach Salzgehalt und wird mit einem Partner für Industriekühlung entwickelt. Zu den erreichten Meilensteinen gehören eine Patentanmeldung, RRC-Genehmigungen für die Landausbringung, eine Forschungspartnerschaft mit einer Universität, ein TPDES-Genehmigungsentwurf der TCEQ und die Inbetriebnahme der Phase-2-Anlage mit ca. 10k bbl/d. Nächste Schritte: 2026 Evaluierung von Gas-to-Power-Lösungen hinter dem Zähler für Microgrids oder Rechenzentren; ab 2027 Beschaffung der Ausrüstung für eine kommerzielle Phase-3-Anlage mit ca. 100k bbl/d. Fotos zeigen die Phase-1-Testeinheit, ein Gewächshaus zur Wiederverwendung und die Phase-2-Anlage in Orla, TX.
Schwarzes abgerundetes Übersichts-Panel und grünes Vorteils-Panel links; Checkliste der Meilensteine in der Mitte; drei übereinander angeordnete Fotos rechts, die durch Verbindungslinien verknüpft sind.
Checkliste der Vorteile von West Texas für Rechenzentren: Erdgas (über 22 bcf/d Permian-Gas, Wachstum von über 8 bcf/d in 5–10 Jahren erwartet), Solar (über 11 GW aktuell, über 11 GW erwartet), Wind (über 27 GW aktuell), Batterien (über 4 GW aktuell, über 5 GW erwartet), lokales Aquifer-Wasser, qualifizierte Arbeitskräfte und ein wachstumsfreundliches regulatorisches Umfeld; Effizienzvorteile durch Co-Location mit Gefrierentsalzung als TBD markiert.
3D-Rendering einer Wüstenlandschaft mit Windkraftanlagen, Solarpanels, Kraftwerk, Rechenzentrum und Wasserbecken als Hintergrund; transluzente weiße Checklisten-Zeilen links.
Vollflächige Fotografie einer Reihe von Windkraftanlagen in der flachen Wüste von West Texas bei Dämmerung unter dramatischen Wolken, mit einer unbefestigten Straße und einem LKW im Vordergrund; kein Text außer der Seitenzahl.
Vollflächige Bildfolie.
Abschnittstrenner zur Einführung des Anhangs.
Weiße Folie mit einem dezenten topografischen Konturhintergrund, einer dünnen vertikalen schwarzen Linie und einer großen kastanienbraunen Überschrift „Anhang“.
Donut-Diagramme der zu 100 % NRI-genehmigten Bohrungen (5,7), DUC-Bohrungen (8,6) und fertiggestellten Bohrungen (2,5) nach Betreiber und Region (genehmigt: 68 % Delaware / 29 % Midland; DUCs: 59 % / 38 %; fertiggestellt: 51 % / 48 %). Konversionsraten: ~85 % der Genehmigungen innerhalb von 6 Monaten und ~93 % innerhalb von 12 Monaten gebohrt; ~48 % der DUCs innerhalb von 6 Monaten und ~90 % innerhalb von 12 Monaten fertiggestellt; ~68 % der fertiggestellten Bohrungen innerhalb von ~1 Monat als produzierend gelistet.
Zwei Reihen mit je drei Donut-Diagrammen (nach Betreiber, nach Region), mit gestrichelten Callout-Boxen über jeder Spalte sowie Legenden für Betreiber und Regionen auf der rechten Seite.
Vergleichstabelle von Royalties/Mineralien gegenüber Lease (Working) Interest hinsichtlich Beteiligten, Eigentum, Dauer, Umsatzbeteiligung (Texas Mineral Estates erhalten in der Regel 25 % der Bruttoproduktion; Bundespachtverträge 12,5–18,5 %), Kapitalkosten, Betriebskosten und Steuern, mit einem illustrativen Flussdiagramm, das zeigt, dass Mineralien/Royalties 25 % des Umsatzes erhalten, während der Pachtbetreiber 75 % erhält, aber 100 % des Kapitals und die meisten Betriebskosten trägt.
Links: Vergleichstabelle mit Zeilenbeschriftungen, schwarzen Spaltenüberschriften und umrandeten Zeilenlabels; rechts: illustratives Wirtschaftsmodell im Sankey-Stil.
Ziel-Vergütungsmix des CEO für 2025: 13 % festes Grundgehalt und 87 % variabel, unterteilt in einen jährlichen Anreizplan (15 %; bereinigtes EBITDA 25 %, FCF pro Aktie 50 %, strategische Ziele 25 %), PSUs (36 %; kumulierter FCF pro Aktie über drei Jahre und relativer TSR gegenüber dem SPDR S&P Oil & Gas E&P ETF) und zeitbasierte RSUs (36 %).
Tabelle mit Donut-Diagrammen zum Mix, Aufzählungspunkte (Bullets) und Leistungsdimensionen, ergänzt durch vertikale marineblaue und kastanienbraune Seitenbänder, die als „Fixed“ (13 %) und „Variable“ (87 %) gekennzeichnet sind.
Zentrale Chancen in den Bereichen Kohlenstoffmanagement (Abscheidung, Nutzung und Speicherung), Wassermanagement (Recycling von produziertem Wasser und Elektrifizierung), Umweltmanagement, Entwicklung erneuerbarer Energien (Wind und Solar auf TPL-Flächen) und Investitionen in Menschen, einschließlich der Tatsache, dass 39 % der Belegschaft Frauen sind.
Fünf Zeilen mit farblich hinterlegten Labels (kastanienbraun, marineblau, grau, rosa, schwarz) auf der linken Seite und Aufzählungstext auf der rechten Seite.
Vier Initiativbereiche: Kontrolle von Vorfällen und Verschüttungsprävention (SPCC-Pläne, zentralisierte Nachverfolgung), Umweltverträglichkeitsprüfungen (Phase-1-Standortbewertungen, Pipeline-Überprüfungen), Partnerschaften für Ökologie und Biodiversität (Vorgaben des New Mexico Bureau of Land Management, Beweidungsstandards) sowie Anforderungen an Betreiber und Pächter (Engagement und Landrekultivierung).
Vier Zeilen mit kastanienbraunen Überschriften links, großen dunklen Chevrons in der Mitte und Aufzählungstext rechts.
Wichtige Statistiken für 2021–2025: Scope-1- plus Scope-2-Emissionen von 22.755 bis 30.675 Tonnen CO2e, null Methanemissionen, null Verschüttungen von produziertem Wasser, Energieverbrauch und Netzmix für den TPWR-Betrieb (2025 als TBD markiert) sowie null meldepflichtige Vorfälle und Ausfallzeiten seit 2022. Ein Liniendiagramm vergleicht den Umsatz (303 Mio. $ in 2020 bis 798 Mio. $ in 2025) mit den Emissionen (24,1 Tsd. bis 30,7 Tsd. Tonnen).
Datentabelle mit kastanienbrauner Kopfzeile links; duales Liniendiagramm rechts.
Lizenzflächen nach Fokusgebiet: Delaware 396.200 Brutto-Royalty-Acres und 19.700 Netto-Lizenz-Acre (5,0 % durchschnittliche Lizenzgebühr), Midland 706.000 und 6.600 (0,9 %), Sonstige 34.300 und 1.700, insgesamt 1.136.500 Brutto- und 28.000 Netto-Lizenz-Acre, eine durchschnittliche Lizenzgebühr von 2,5 %, 2.840.300 Brutto-DSU-Acre und eine implizite durchschnittliche Netto-Umsatzbeteiligung von 1,0 % pro Bohrung. Definitionen zeigen die Berechnung jeder Kennzahl, einschließlich 224.000 Netto-Lizenz-Acre, normiert auf 1/8.
Datentabelle mit dunkler Kopfzeile oben; Definitionsliste unten mit kastanienbraunen Pill-Labels und zwei Spalten (Beschreibung, Berechnungsweg).
Überleitung des Nettoergebnisses zu EBITDA, bereinigtem EBITDA und freiem Cashflow für 2019–2025 und 3Q25–3Q26: FY2025 Nettoergebnis 481,4 Mio. $, EBITDA 673,6 Mio. $, bereinigtes EBITDA 687,4 Mio. $ (86,1 % Marge) und FCF 498,3 Mio. $; 3Q26 Nettoergebnis 167,4 Mio. $, bereinigtes EBITDA 238,4 Mio. $ (87,2 %) und FCF 170,3 Mio. $. Die Anpassungen umfassen aktienbasierte Vergütungen, einen Grundstücksverkauf über 20,9 Mio. $ mit Finanzierungsvereinbarung im 1Q26 sowie bedeutende Grundstücksverkäufe im Jahr 2019.
Dichte Finanztabelle, unterteilt in jährliche und vierteljährliche Spaltengruppen, mit grauer Beschriftungsspalte und fettgedruckten Zwischensummenzeilen.
Segmentüberleitungen für 3Q25–3Q26 und FY2024–2025: Land and Resource Management 3Q26 Umsatz 201,6 Mio. $, bereinigtes EBITDA 189,2 Mio. $ (93,9 %) und FCF 145,1 Mio. $ (FY2025 FCF 369,5 Mio. $); Water Services and Operations 3Q26 Umsatz 71,8 Mio. $, bereinigtes EBITDA 49,2 Mio. $ (68,5 %) und FCF 25,2 Mio. $ (FY2025 FCF 128,8 Mio. $).
Zwei nebeneinander liegende Finanztabellen unter kastanienbraunen und marineblauen Segment-Headern, jeweils mit Quartals- und Jahres-Spalten.
Zusammenfassung von Gewinn- und Verlustrechnung sowie Bilanz für die Geschäftsjahre 2023–2025 und 3Q25 vs. 3Q26: Gesamtfläche von 896.360 Acres zum Q3 2026; Umsatz im Geschäftsjahr 2025 von 798,2 Mio. $, Betriebsergebnis von 592,2 Mio. $ (74,2 %) und Nettogewinn von 481,4 Mio. $ (60,3 %); Umsatz im Q3 2026 von 273,4 Mio. $, Betriebsergebnis von 207,8 Mio. $ (76,0 %) und Nettogewinn von 167,4 Mio. $ (61,2 %); Barmittel im Q3 2026 von 369,6 Mio. $, keine Verschuldung und Gesamtvermögen von 1.988,1 Mio. $.
Einzelne, breite Finanztabelle mit grauer Beschriftungsspalte, Spaltengruppen für Jahres- und Quartalszahlen sowie einem wichtigen Bilanzabschnitt am unteren Ende.
Abschlussfolie mit dem Siegel der Texas Pacific Land Corp. („Est. 1888“, mit Berg, Windmühle, Windkraftanlage, Solarmodulen und Bohrturm) und der Unternehmensadresse: 2699 Howell Street, Suite 800, Dallas, Texas 75204.
Zentriertes ovales Siegellogo auf weißem Hintergrund mit Firmenname und Adresse darunter.
Häufige Fragen zu dieser Folie und dem zugrunde liegenden Präsentationsinhalt.
Es handelt sich um das Investoren-Deck der Texas Pacific Land Corporation (NYSE: TPL) vom November 2026, das zusammen mit den Ergebnissen für das dritte Quartal 2026 veröffentlicht und bei der SEC als Exhibit 99.2 zum Form 8-K eingereicht wurde. Die 47 Folien decken die Finanzzahlen für Q3 2026, die Lizenzgebühren (Royalties) von TPL im Permian Basin, das Oberflächen- und Wassergeschäft, die Kapitalallokation, Entsalzung und ESG ab, ergänzt durch Non-GAAP-Überleitungen im Anhang.
Die Folien stammen aus dem Anhang zum Form 8-K von TPL auf SEC EDGAR (Exhibit 99.2). EDGAR speichert den Anhang als gerasterte Folienbilder; dieses PDF wurde aus diesen Bildern zusammengestellt, weshalb der Text nicht markierbar ist. Das Kleingedruckte auf den meisten Folien ist lesbar, aber für exakte Zahlen sollten Sie die ursprüngliche Einreichung oder das Form 10-Q von TPL prüfen.
Der Gesamtumsatz belief sich auf 273,4 Mio. $, das bereinigte EBITDA auf 238,4 Mio. $ (87 % Marge) und der freie Cashflow auf 170,3 Mio. $. Der Nettogewinn lag bei 167,4 Mio. $, die Barmittel und Äquivalente bei 369,6 Mio. $ bei einer Verschuldung von Null. Die Lizenzproduktion erreichte 42,3 mboe/d und das Volumen der produzierten Wasserlizenzen 5.541 Mbbl/d.
Das KPI-Dashboard über fünf Quartale (Folie 3), die Zusammenfassung „Unique Permian Basin Pure-Play“ mit neun Kacheln (Folie 5), das Layout der vier Einnahmequellen (Folie 19), das Diagramm der Einnahmen über den Lebenszyklus einer Bohrung (Folie 30) und der Vergleich zwischen Royalties und Lease-Beteiligungen (Lease Interest) (Folie 38) sind hervorragende Vorlagen für ein Lizenz-, Mineralien- oder Landunternehmen.
Es beschreibt vier Einnahmequellen: Öl- und Gas-Royalties (52 % des Umsatzes im GJ2025), Oberflächenpachtverträge, Dienstbarkeiten und Materialien oder SLEM (11 %), Wasserverkäufe (21 %) und Royalties für produziertes Wasser (16 %). Diese werden in zwei Segmenten berichtet: Land and Resource Management sowie Water Services and Operations. Zudem wird gezeigt, wie TPL in jeder Phase des Lebenszyklus einer Bohrung Geld verdient.
Ja. Die Folien 44 und 45 leiten den Nettogewinn zum EBITDA, zum bereinigten EBITDA und zum freien Cashflow über – konsolidiert und nach Segmenten für 2019–2025 sowie für jedes Quartal von 3Q25 bis 3Q26. Folie 46 ergänzt eine historische Gewinn- und Verlustrechnung sowie eine Bilanzzusammenfassung.
Sie können das PDF von dieser Seite herunterladen und es als Referenz für Struktur, Diagrammtypen und Layout verwenden. Die Inhalte, Logos und Daten gehören der Texas Pacific Land Corporation. Erstellen Sie das Design daher mit Ihren eigenen Inhalten neu, anstatt deren Material direkt wiederzuverwenden.
TPL ist unter Oil & Gas Exploration & Production klassifiziert. Die Einnahmen stammen hauptsächlich aus Lizenzen, Oberflächennutzung und Wasserdienstleistungen auf dem Land im Permian Basin, nicht aus eigenen Bohrungen.
Original-Anhang, der mit den Ergebnissen von TPL für Q3 2026 eingereicht wurde; die Quelle dieser Folienbilder.
Alle SEC-Einreichungen von TPL, einschließlich der Formulare 10-Q, 10-K und 8-K.
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